Porównanie dostępnych na rynku reaktorów jądrowych: zalety i wady techniczne, ekologiczne i ekonomiczne

Andrzej STRUPCZEWSKI Instytut Energii Atomowej POLATOM

Porównanie dostępnych na rynku reaktorów jądrowych: zalety i

wady techniczne, ekologiczne i ekonomiczne

Streszczenie. Obecnie dostępne na rynku reaktory to głównie reaktory III generacji, dużo bezpieczniejsze niż reaktory pracujące dotychczas. Zapewniają też one lepsze parametry eksploatacyjne, wysokie wypalenie paliwa i wysokie współczynniki wykorzystania mocy zainstalowanej. Nakłady inwestycyjne są wysokie, ale dużo niższe niż na elektrownie wiatrowe, a dzięki niskim kosztom paliwa elektrownie jądrowe III generacji są zdecydowanie konkurencyjne wobec elektrowni z paliwami organicznymi.

Abstract. Reactors presently available on the market are much safer than the previous reactors of II generation. They provide also better operational characteristics, such as load factor or fuel burn-up. Investment costs are high, but much lower than for wind power, and due to low fuel costs nuclear power is cheaper than the electricity obtained from coal or gas fired power plants. (Comparison of nuclear reactors available on the market: technical, ecological and economic advantages and drawbacks).

.

Słowa kluczowe: Reaktory III generacji, bezpieczeństwo jądrowe, nakłady inwestycyjne, niski koszt energii elektrycznej. Keywords: Third generation reactors, nuclear safety, investment costs, low electricity costs.

Geneza rozwoju filozofii bezpieczeństwa jądrowego. Już od pierwszych lat rozwoju energetyki jądrowej w USA i krajach Europy Zachodniej wymagania bezpieczeństwa jądrowego uznawano za nadrzędne, ważniejsze od względów ekonomicznych, a cała technika reaktorowa ukierunkowana była na osiągnięcie jak największego bezpieczeństwa.

Zdając sobie sprawę z zawodności człowieka i z możliwości awarii urządzeń, w energetyce jądrowej wprowadzono zasadę „obrony w głąb”, według której należy projektować elektrownie z dużymi zapasami bezpieczeństwa, wykonywać je z jak najlepszych materiałów i z zachowaniem najwyższej jakości, wprowadzać układy zapobiegające niebezpiecznym odchyleniom od nominalnych parametrów eksploatacyjnych, a w razie wystąpienia takich odchyleń zapewniających powstrzymanie rozwoju awarii i bezpieczne wyłączenie elektrowni. Obrona w głąb obejmuje ogromny zespół środków i działań, których ukoronowaniem jest zasada utrzymywania i rozwijania kultury bezpieczeństwa, w której na wszystkich szczeblach organizacji, od robotnika do prezesa zarządu, zapewnienie bezpieczeństwa uznaje się za sprawę najważniejszą, a kierownictwo elektrowni popiera wszelkie działania zmierzające do podniesienia świadomości zagrożeń i konieczności zapewnienia bezpieczeństwa.

W projekcie samej elektrowni dominuje zasada tworzenia i utrzymywania szeregu barier chroniących przed wydzielaniem materiałów promieniotwórczych poza elektrownię. System ten obejmuje cztery kolejne bariery, a mianowicie sam materiał paliwowy, w którym pozostaje ponad 99,9% produktów rozszczepienia, koszulki elementów paliwowych, szczelne i wykonane z cyrkonu, który odporny jest na wysokie temperatury i zachowuje wytrzymałość w temperaturach rzędu tysiąca stopni, zbiornik reaktora i rury obiegu pierwotnego, wykonane z najlepszych możliwych materiałów i kontrolowane w ciągu całego 60 - letniego okresu pracy elektrowni, a wreszcie czwartą barierę- obudowę bezpieczeństwa, odporną na ciśnienie i temperaturę, jakie mogą powstać po awarii i będącą widoczną z dala oznaką elektrowni jądrowej. System barier, podobnie jak system obrony w głąb, stworzony jest tak, że gdy zawiedzie jakiś element, to na jego miejsce zaczyna pracować inny, przy czym w nowoczesnych elektrowniach takich elementów rezerwowych jest wiele.

Niezbędną cechą bezpieczeństwa reaktora jest naturalne w reaktorach wodnych ujemne sprzężenie zwrotne temperatury i mocy reaktora. Zapewnia ono, że w razie awarii powodującej podgrzanie rdzenia reaktora samoczynnie zmniejsza się jego moc, a następnie reaktor wyłącza się całkowicie. Wprawdzie rozpadają się jeszcze produkty rozszczepienia nagromadzone w rdzeniu podczas pracy reaktora powodując grzanie powyłączeniowe, które trzeba odebrać z reaktora, ale wielkość tego grzania wynosi zaledwie kilka procent mocy nominalnej i szybko maleje.

Niestety tego ujemnego sprzężenia zwrotnego nie było w reaktorze z moderatorem grafitowym pracującym w Czarnobylu, zbudowanym w oparciu o rozwiązania reaktorów produkujących pluton do celów militarnych.. Przeciwnie, miał on tę wyjątkową cechę, że po podgrzaniu rdzenia moc jego samoczynnie rosła. W czasie awarii moc reaktora w Czarnobylu wzrosła do poziomu 1000-krotnie większego od mocy nominalnej. Nie było tam też obudowy bezpieczeństwa, a ani działania dozoru jądrowego ani poziom świadomości pracowników elektrowni nie odpowiadały wymaganiom współczesnej filozofii bezpieczeństwa jądrowego. Dlatego w przeciwieństwie do reaktorów typu PWR lub BWR, które mają za sobą ponad 10 tysięcy reaktoro-lat bezpiecznej eksploatacji, w Czarnobylu doszło do ciężkiej awarii, najpoważniejszej, jaka może zdarzyć się w reaktorze jądrowym.

Reaktor w Czarnobylu był tak bardzo różny od wszystkich reaktorów zachodnich, że w pierwszych latach po awarii w Czarnobylu eksperci jądrowi uważali, że wnioski z tej awarii nie mogą być stosowane do „normalnych” reaktorów z moderatorem wodnym, wyposażonych w systemy barier z obudową bezpieczeństwa, chronionych metodami obrony w głąb i eksploatowanych zgodnie z zasadami kultury bezpieczeństwa. Ale udoskonalenia techniczne pozwoliły wprowadzić nowe układy i przyrządy, chroniące nas przed nawet najcięższymi awariami, mogącymi zdarzać się bardzo rzadko, powodowanymi połączeniem uszkodzeń urządzeń z błędami człowieka i zagrożeniami mającymi źródło poza samą elektrownią.

W wyniku tego opracowano elektrownie III generacji, dziś już dostępne na rynku energetycznym, które zapewniają poziom bezpieczeństwa, o jakim nie można było nawet marzyć w połowie XX wieku, gdy zaczynał się rozwój elektrowni jądrowych.

Współczesne wymagania bezpieczeństwa jądrowego System obrony w głąb i system barier zapewnia współczesnym elektrowniom jądrowym odporność na

uszkodzenia i błędy ludzkie. Obieg pierwotny chłodzenia reaktora wykonany jest z tak dobrych materiałów i z tak dużymi projektowymi marginesami bezpieczeństwa, że prawdopodobieństwo jego dużego pęknięcia ocenia się jako mniejsze niż raz na 10 000 lat. Ponadto wprowadza się system wykrywania przecieków, oparty na zastosowaniu trzech niezależnych i niezawodnych metod detekcji, mający zapewnić, że nim dojdzie do pęknięcia wykryjemy małe przecieki i wyłączymy reaktor. Gdyby jednak doszło do pęknięcia, to na miejsce wody chłodzącej traconej przez rozerwaną rurę doprowadza się wodę z układów chłodzenia awaryjnego, złożonych z czterech równoległych i niezawodnych podsystemów, z których jeden tylko wystarczy do skutecznego odbioru ciepła z rdzenia reaktora i utrzymania paliwa reaktorowego pod pokrywą wody.

W analizach przebiegu takiej awarii zakłada się najbardziej niekorzystne przebiegi wszystkich zjawisk, tak by rzeczywisty przebieg zdarzeń nie mógł być groźniejszy od tego, który zakładamy w analizach. Przy takim podejściu trzeba udowodnić, że reaktor nawet po takiej awarii pozostanie bezpieczny, to jest, że nie wydzielą się poza obudowę bezpieczeństwa produkty rozszczepienia mogące stworzyć niedopuszczalne zagrożenie dla człowieka.

Takie wymagania spełniają pracujące obecnie elektrownie jądrowe w USA i krajach Unii Europejskiej, a także w innych krajach należących do OECD.

Jednakże społeczność nuklearna nie poprzestała na tym poziomie bezpieczeństwa. Chociaż układy bezpieczeństwa i metody działania w razie awarii wystarczają do utrzymania skutecznego chłodzenia rdzenia i zabezpieczenia go przed stopieniem, w elektrowniach jądrowych III generacji przyjęto założenie, że z powodów, których nie potrafimy sobie wyobrazić, rdzeń ulega jednak stopieniu. Gdybyśmy znali te powody, to wprowadzilibyśmy odpowiednie zabezpieczenia. Tak np. by zabezpieczyć się przed utratą zasilania elektrycznego z sieci instalujemy w elektrowni jądrowej rezerwowe generatory z napędem silnikami Diesla, dodajemy awaryjny przewoźny generator, a nawet zapewniamy dodatkowe połączenie linią energetyczną z elektrownią wodną, która może dostarczyć moc potrzebną do chłodzenia elektrowni jądrowej.

Te środki bezpieczeństwa redukują zagrożenie do wielkości tak małych, że uznano by je za nieistotne w każdej innej gałęzi przemysłu. Przyjęte obecnie poziomy ryzyka odpowiadają częstości awarii z wydzieleniem produktów rozszczepienia poza obudowę bezpieczeństwa poniżej raz na 100 000 lat. Zagrożenie dla człowieka jest znikomo małe – energetyka jądrowa szczyci się tym, że w ciągu całego okresu ponad pół wieku pracy elektrowni typu PWR i BWR nikt nie stracił życia ani nie poniósł szkody na zdrowiu wskutek awarii jądrowej. Ale w elektrowniach jądrowych III generacji zabezpieczenia projektowane są tak, by chroniły człowieka nawet w razie ciężkich awarii ze stopieniem rdzenia. Możliwe rozwiązania rozpatrzymy na przykładach nowych reaktorów, które są już eksploatowane, budowane lub licencjonowane w krajach przodujących w rozwoju energetyki jądrowej.

.

Ogólne cechy reaktorów III generacji

Pierwsze reaktory III generacji zaczęły pracę w Japonii w 1996 roku. Obecnie są one budowane w Finlandii, Francji, Japonii, Korei Płd., w Chinach i w Rosji, są już zamówione dla ponad 30 elektrowni jądrowych w USA i planowane dla 400 elektrowni w kilkudziesięciu krajach.

Reaktory III generacji mają prostszą konstrukcję, co obniża ich koszty, lepiej wykorzystują paliwo i mają wbudowane dodatkowe cechy bezpieczeństwa. Dawniej budowane reaktory II generacji okazały się bezpieczne i niezawodne, ale są obecnie zastępowane lepszymi

rozwiązaniami. Cechy reaktorów III generacji są następujące:

 Znormalizowane rozwiązanie projektowe dla każdego typu dla przyspieszenia licencjonowania, zmniejszenia nakładów inwestycyjnych i skrócenia czasu budowy

 Prostsza i mocniejsza konstrukcja, co ułatwia ich eksploatację i zwiększa odporność na zakłócenia eksploatacyjne

 Wyższa dyspozycyjność i dłuższy czas życia- typowo 60 lat

 Dalsze zmniejszenie możliwości awarii ze stopieniem rdzenia

 Odporność na poważne uszkodzenia spowodowane uderzeniem samolotu, które mogłyby prowadzić do skutków radiologicznych

 Wyższe wypalenie dla zmniejszenia zużycia paliwa i ilości odpadów

 Wypalane absorbery neutronów (wypalane zatrucia stałe) dla przedłużenia okresu życia paliwa.

US NRC zwraca ponadto uwagę, by w reaktorach III generacji układy wyłączenia reaktora były mniej skomplikowane niż dotychczas [1].

Najbardziej znacząca różnica w stosunku do reaktorów II generacji to wprowadzenie wielu pasywnych lub wrodzonych cech bezpieczeństwa, które nie wymagają aktywnych elementów ani interwencji operatora w przypadku incydentów lub awarii, a polegają na działaniu zjawisk takich jak siła ciężkości, konwekcja naturalna lub odporność na działanie wysokich temperatur. Reaktory w których dominuje wykorzystanie zjawisk naturalnych dla zapewnienia bezpieczeństwa wydziela się czasem jako osobną podgrupę, oznaczaną jako generacja III+. Systemy II generacji wymagały działania aktywnych układów elektrycznych lub mechanicznych uruchamianych odpowiednim sygnałem. Systemy pasywne, takie jak np zawory bezpieczeństwa, działają bez kontroli operatora i nie wymagają doprowadzenia energii z zewnątrz. Zarówno systemy aktywne jak i pasywne budowane są w postaci podukładów równoległych i wzajemnie się rezerwujących. Wrodzone cechy bezpieczeństwa polegają tylko na działaniu zjawisk fizycznych takich jak konwekcja, siła ciężkości lub odporność na wysokie temperatury, a nie na działaniu urządzeń inżynieryjnych.

Licencjonowanie projektu odbywa się na podstawie przepisów państwowych ustalonych w zakresie bezpieczeństwa jądrowego w każdym kraju. W Unii Europejskiej trwają działania dla ujednolicenia wymagań licencyjnych, koordynowane przez Stowarzyszenie Regulatorów Zachodnio-Europejskich WENRA (West European Nuclear Regulatory Association). W Europie reaktory można także licencjonować w oparciu o zgodność z wymaganiami europejskich towarzystw energetycznych EUR (European Utility Requirements), które są z zasady ostrzejsze od wymagań urzędów dozoru jądrowego w poszczególnych krajach. Obejmują one około 5000 wymagań dla nowych elektrowni jądrowych. Do tej pory zgodność z wymaganiami EUR uzyskał reaktor EPR firmy AREVA, AP1000 firmy Westinghouse, AES-92 firmy Gidropress, ABWR firmy General Electric, SWR-1000 firmy AREVA i BWR 90 firmy Westinghouse [2].

W USA szereg typów reaktorów otrzymało certyfikaty projektowe, a dalsze projekty są rozpatrywane, w tym ESBWR firmy GE-Hitachi, US EPR firmy AREVA i US APWR firmy Mitsubishi. Dalsze sześć projektów będzie rozpatrzonych w 2010 roku, wśród nich ACR firmy Atomic Energy of Canada Ltd, IRIS firmy Westinghouse, PBMRE firmy ESKOM i 4S firmy Toshiba [1].

Zwiększone bezpieczeństwo reaktorów III generacji Reaktor AP 1000 firmy Westinghouse będący przeskalowaną wersją reaktora AP 600 otrzymał ostateczny certyfikat projektowy w grudniu 2005 r. jako pierwszy reaktor Generacji III+. Stanowi on wynik pracy przez 1300 osobo-lat i programu projektowania i badań, który kosztował 440 mln USD. W maju 2007 r. firma Westinghouse wystąpiła o certyfikat brytyjski i uzyskała poparcie brytyjskich przedsiębiorstw energetycznych a także działającej w Wielkiej Brytanii firmy E.On.

Dzięki modułowej budowie i redukcji aktywnych układów bezpieczeństwa koszty inwestycyjne dla reaktora AP 1000 mają być niższe niż dla reaktorów innych typów, a czas jego budowy ma być znacznie skrócony. Budowany jest on w Chinach (4 bloki, z wieloma dalszymi w perspektywie) i jest przedmiotem kontraktów zawieranych w USA i w Europie. Pozwala on na pracę z całym rdzeniem z paliwa typu MOX, to jest paliwa z mieszaniny tlenków uranu i plutonu, otrzymywanego w wyniku przerobu paliwa wypalonego.

Rozwiązanie amerykańskiego reaktora AP 1000 opiera się na zastosowaniu wypróbowanej technologii, z położeniem nacisku na te cechy bezpieczeństwa, które oparte są na zjawiskach naturalnych, jak siła ciężkości, przepływ w obiegu konwekcji naturalnej, ciśnienie sprężonych gazów i konwekcja naturalna. Układy bezpieczeństwa działają na zasadzie pasywnej, zapewniając odbiór ciepła od rdzenia i chłodzenie obudowy bezpieczeństwa przez długi czas bez zasilania prądem zmiennym i nie wymagają działania operatora przez 3 doby. W układach tych nie ma elementów czynnych (jak pompy, wentylatory lub generatory z silnikami Diesla), a ich działanie nie wymaga systemów pomocniczych zakwalifikowanych do systemów bezpieczeństwa (takich jak zasilanie prądem zmiennym, chłodzenie elementów systemów bezpieczeństwa, odpowiedzialna woda techniczna, wentylacja i klimatyzacja). Dzięki temu wyeliminowano zaliczone do układów bezpieczeństwa awaryjne generatory z silnikami Diesla i cały kompleks potrzebnych dla nich podsystemów, jak sprężone powietrze potrzebne do ich uruchomienia, zbiorniki paliwa i pompy, a także system poboru powietrza i usuwania spalin.

Pasywne systemy bezpieczeństwa obejmują układ pasywnego wtrysku chłodziwa do reaktora, pasywny układ odbioru ciepła powyłączeniowego i pasywny układ chłodzenia obudowy bezpieczeństwa. Ten ostatni układ jest specyficznym rozwiązaniem charakterystycznym dla reaktora AP 1000, zapewniającym, że reaktor pozostanie bezpieczny nawet przy długotrwałym braku zasilania elektrycznego z jakichkolwiek źródeł prądu zmiennego.

W porównaniu ze standardowym blokiem jądrowym o podobnej mocy, AP 1000 ma o 35% mniej pomp, o 80% mniej przewodów rurowych związanych z bezpieczeństwem oraz o 50% mniej zaworów bezpieczeństwa klasy ASME. W układach bezpieczeństwa nie potrzeba stosować pomp. Te czynniki powodują, że AP 1000 jest o wiele bardziej zwartym blokiem, w porównaniu z wcześniejszymi projektami. Dzięki temu, że mamy mniej wyposażenia i rur, większość instalacji bezpieczeństwa mieści się wewnątrz obudowy bezpieczeństwa. W efekcie, AP 1000 ma około 55% mniej rur przechodzących przez obudowę bezpieczeństwa, w porównaniu z blokami reaktorowymi II generacji. Objętość budynków kategorii sejsmicznej I jest około 45% mniejsza w porównaniu z wcześniejszymi projektami o porównywalnej mocy.

W lipcu 2007 r. firma Westinghouse złożyła do NRC wniosek o zatwierdzenie uzupełnień projektowych reaktora AP 1000, dotyczących wzmocnienia obudowy bezpieczeństwa tak by wytrzymywała ona uderzenie

dużego samolotu pasażerskiego, modyfikacji stabilizatora ciśnienia i kilku problemów bezpieczeństwa zwykle rozpatrywanych na etapie wydawania zezwolenia na budowę i eksploatację (COL). NRC przyjęła ten wniosek i zamierza zakończyć rozpatrywanie go w 2009 roku, a wydać licencję w 2010 r.

European Pressurized Reactor EPR spełnia ostre wymagania europejskich przedsiębiorstw energetycznych EUR. Firma AREVA (dawniej Framatome ANP) opracowała reaktor EPR o mocy 1650 MWe ustalony w 1995 roku jako nowy standard dla Francji. Otrzymał on certyfikat dozoru francuskiego w 2004 roku. EPR jest wynikiem połączenia cech reaktora francuskiego N4 i niemieckiego Konvoi i ma produkować energię elektryczną o 10% taniej. EPR może pracować w systemie nadążania mocy za obciążeniem, z wypaleniem paliwa do 65 GWd/t i wysoką sprawnością cieplną wynoszącą 37%. EPR może pracować z całym rdzeniem z paliwa MOX. Oczekiwany współczynnik wykorzystania mocy zainstalowanej wynosi 92% w ciągu 60 lat pracy. W przeciwieństwie do reaktora AP 1000 bazującego na bezpieczeństwie pasywnym, reaktor EPR ma 4 oddzielne, równoległe systemy bezpieczeństwa z elementami pasywnymi i aktywnymi.

Pierwszy reaktor EPR budowany jest w Olkiluoto w Finlandii, drugi w EJ Flammanville we Francji. Bezpośrednie (overnight) koszty inwestycyjne na inżynierię, dostawy i budowę wynoszą 2,44 mld euro/GWe. Trzeci EPR w Europie będzie zbudowany w Penly we Francji, dwa dalsze bloki są budowane w Chinach. Wersja amerykańska US–EPR została przedłożona do NRC dla uzyskania certyfikatu w grudniu 2007 roku i oczekuje się uzyskania licencji w 2012 roku. Pierwszy blok w USA ma zacząć pracę w 4 lata później i będzie zawierał 80% urządzeń z USA.

Podwyższony poziom bezpieczeństwa osiągnięto dzięki poczwórnej redundancji głównych układów bezpieczeństwa (wtryski bezpieczeństwa, awaryjne zasilanie wody zasilającej wytwornicy pary) oraz systemów pomocniczych (awaryjne zasilanie w energię elektryczną oraz systemy chłodzenia) i wprowadzeniu rozwiązań mających zmniejszyć skutki radiologiczne na wypadek poważnej awarii. Na wypadek awarii bez stopienia rdzenia, architektura budynków peryferyjnych oraz systemy wentylacji likwidują konieczność stosowania działań ochronnych wobec ludzi mieszkających w pobliżu uszkodzonego bloku EJ. Na wypadek wysoce nieprawdopodobnej, ale pomimo wszystko uwzględnionej sytuacji stopienia rdzenia reaktora w warunkach niskiego ciśnienia, wzmocniony budynek reaktora oraz specyficzne urządzenia łagodzące skutki awarii zmniejszą emisje radioaktywne. Byłyby niezbędne tylko bardzo ograniczone środki ochronne. Ponadto, projekt reaktora oraz koncepcja obudowy bezpieczeństwa eliminują możliwość wystąpienia sytuacji, które mogłyby prowadzić do dużych emisji na wczesnym etapie awarii.

Do najważniejszych koncepcji bezpieczeństwa reaktora EPR należy zasada wykrywania przecieku zanim nastąpi rozerwanie rurociągu, pozwalająca wykluczyć niebezpieczeństwo nagłego rozerwania rury o największej średnicy w obiegu pierwotnym reaktora, która dotychczas przyjmowana była jako maksymalna awaria projektowa. Wdrożenie tej zasady wymaga zapewnienia dużych zapasów wytrzymałości obiegu pierwotnego, wykluczenia zjawisk powodujących wysokie naprężenia w obiegu lub jego osłabienie w toku eksploatacji i prowadzenia ciągłej kontroli eksploatacyjnej stanu obiegu i wielkości przecieków. System obrony w głąb zastosowany w reaktorze EPR zapewnia, że w razie uszkodzenia jednego elementu wpływającego na bezpieczeństwo reaktora będą

na jego miejsce inne elementy, które mogą w pełni zastąpić element uszkodzony.

W przypadku gdyby mimo wszystkich zabezpieczeń doszło do stopienia rdzenia, oddziaływanie stopionego materiału rdzenia o bardzo wysokiej temperaturze z materiałem dna zbiornika ciśnieniowego reaktora może doprowadzić do przetopienia zbiornika i wypływu stopionego rdzenia. Wiele analiz prowadzonych dla istniejących już obecnie reaktorów potwierdziło, że takie wydarzenie nie prowadzi do utraty szczelności obudowy bezpieczeństwa, jeśli wypływ rdzenia następuje w warunkach niskiego ciśnienia w obiegu pierwotnym. Dlatego konstruktorzy reaktorów III generacji wyposażają swe reaktory w specjalne układy zapewniające kontrolowane obniżenie ciśnienia w obiegu pierwotnym, jeśli nie ma możności uchronienia rdzenia przed uszkodzeniem.

Specyficznym rozwiązaniem wprowadzonym tylko w reaktorze EPR jest układ zabezpieczający przed utratą szczelności obudowy bezpieczeństwa w przypadku, gdy rdzeń reaktora nie tylko stopi się, ale i wydostanie się poza zbiornik ciśnieniowy reaktora. Schemat pomieszczeń i układów służących do ukierunkowania przepływu stopionego rdzenia i jego wychłodzenia pokazano na rys. 1. Wyciek stopionego rdzenia oraz jego schładzanie może się odbywać w specjalnie do tego przeznaczonym pomieszczeniu na dnie studni reaktora, zwanym chwytaczem rdzenia. Ściany i podłoże tego pomieszczenia są pokryte grubą warstwą betonu. Struktura chłodząca umożliwia odprowadzenie ciepła zakumulowanego, schłodzenie oraz szybkie zestalenie się materiału rdzenia. Dzięki temu nie występuje erozja strukturalnego betonu podłoża. Całkowicie pasywnie działający układ zaworów umożliwia pokrycie warstwy gorącego stopionego materiału oraz zasilenie układu chłodzącego wodą z wewnętrznego zbiornika zapasowego (IRWST)1 umieszczonego przy chwytaczu rdzenia. W następnej fazie, po dwunastu godzinach jest uruchamiany system odprowadzania ciepła z obudowy bezpieczeństwa (Containment Heat Removal system), który schładza obszar wycieku.

Rys. 1. Układ chwytacza stopionego rdzenia w EJ z EPR. 1) rdzeń reaktora, 2) zbiornik ciśnieniowy reaktora, 3) pokrywa przetapiana przez rdzeń, 4) dno tunelu przelewowego, 5) beton fundamentów obudowy bezpieczeństwa, 6) tunel przelewowy, 7) materiał ogniotrwały ZrO2, 8) chłodzenie wodne chwytacza, 9) warstwa powierzchniowa przeznaczona na wytopienie, 10) chwytacz rdzenia - basen dla stopionego rdzenia.

1

In-Containment Refuelling Water Storage Tank (IRWSR)

Podobne układy schładzania stopionego rdzenia zastosowano w innych typach reaktorów III generacji.

Duży reaktor APWR (1538 MWe) firmy Mitsubishi został zaprojektowany przy współpracy czterech przedsiębiorstw energetycznych. Będzie on bazą dla następnej generacji reaktorów PWR w Japonii.

Amerykański wariant tego reaktora (US APWR) będzie miał moc cieplną 4451 MW i elektryczną brutto 1700 MWe dzięki dłuższym (4,3 m) zestawom paliwowym. Zestawy paliwowe są otoczone reflektorem promieniowym ze stali nierdzewnej zaprojektowanym tak by polepszyć bilans neutronowy, co obniża koszty cyklu paliwowego i redukuje napromieniowanie zbiornika ciśnieniowego reaktora. Przy ograniczeniu wzbogacenia paliwa do 5%, reaktor będzie pracować w cyklu wymiany paliwa co 24 miesiące i osiągać głębokość wypalenia 62 GWd/t.

Do charakterystycznych cech bezpieczeństwa reaktora EU APWR należy układ z 4 podsystemami równoległymi i niezależnymi, które zapewniają bezpieczeństwo przy założeniu, że w jednym podsystemie wystąpiło pojedyncze uszkodzenie, a drugi jest wycofany z eksploatacji wskutek napraw.

Obliczona częstość uszkodzeń rdzenia (CDF) spełnia wymaganie EUR, zgodnie z którym winna ona być mniejsze od 1 10-5/reaktoro-rok.

Ograniczanie skutków ciężkich awarii. Reaktor EU APWR zaprojektowano tak, by ograniczać skutki hipotetycznych ciężkich awarii takich jak rozerwanie zbiornika ciśnieniowego reaktora. Fundamentalna koncepcja bezpieczeństwa tego reaktora polega na zalaniu szybu reaktora wodą chłodzącą i utrzymaniu stopionego rdzenia wewnątrz tego szybu. Aby to osiągnąć, EU APWR wyposażono w układ zalewania studni reaktora o wysokiej niezawodności, składający się z dwóch niezależnych systemów dostarczania wody zasilającej.

Projekt przedłożono w US NRC do certyfikacji w styczniu 2008 roku i oczekiwane jest uzyskanie certyfikatu w 2012 roku. W marcu 2008 r. ten sam projekt został przedstawiony jako EU APWR dla uzyskania certyfikatu europejskiego.

Reaktor ATMEA 1 zaprojektowany został przez spółkę ATMEA utworzoną w 2006 roku przez AREVA i Mitsubishi Heavy Industries dla opracowania ewolucyjnego reaktora PWR o mocy 1100 MWe z trzema pętlami w obiegu pierwotnym. Ma on przedłużony cykl paliwowy, sprawność cieplną 37%, czas życia 60 lat i może pracować z samym paliwem MOX. Cykl paliwowy jest elastyczny, od 12 do 24 miesięcy, z krótkim okresem przeładunku paliwa. Reaktor może pracować w układzie nadążania za obciążeniem. Złożenie wniosku i wydanie licencji ma nastąpić w 2010 roku. Reaktor ten jest uważany za reaktor średniej mocy w porównaniu z innymi reaktorami III generacji i będzie oferowany na rynki krajów zaczynających program rozwoju energetyki jądrowej

Udoskonalony reaktor APR 1400 budowany w Korei Południowej na bazie reaktora System 80 + ma zwiększoną odporność na wstrząsy sejsmiczne i ulepszone cechy bezpieczeństwa. Uzyskał on certyfikat koreańskiego Instytutu Bezpieczeństwa Jądrowego w maju 2003 roku. Pierwszy reaktor tego typu jest budowany w EJ ShinKori 3 i 4 i ma zacząć pracę w 2013 roku. Paliwo zawiera zatrucia wypalane i pozwala na wypalenie do 60 GWd/t. Czas budowy 48 miesięcy, a czas życia elektrowni 60 lat.

W Rosji opracowano kilka projektów reaktorów z wodą pod ciśnieniem z udoskonalonymi cechami

bezpieczeństwa. EJ AES-2006 ma zwiększoną odporność na wstrząsy sejsmiczne i na uderzenie samolotu, ma też pewne cechy bezpieczeństwa pasywnego, podwójną obudowę bezpieczeństwa, a prawdopodobieństwo stopienia rdzenia wynosi 1 10-7/reaktoro-rok. Atomenergoproekt oświadczył, że AES-2006 spełnia wszystkie wymagania bezpieczeństwa wg norm rosyjskich i wg wymagań EUR.

Reaktor ACR 1000 (Advanced CANDU Reactor) ma reflektor i moderator ciężkowodny podobnie jak poprzednie reaktory kanadyjskie, ale dzięki wzbogaceniu paliwa do 1,5-2% zastosowano w nim zwykłą wodę jako chłodziwo w obiegu pierwotnym. Obniża to nakłady inwestycyjne, pozwala osiągnąć wyższe wypalenie paliwa i 3-krotnie przedłużyć okres jego pracy w reaktorze, a także zmniejszyć objętość odpadów wysokoaktywnych.

W ACR-1000 uzyskano po raz pierwszy w historii reaktorów CANDU mały, ale ujemny współczynnik reaktywności próżni. Zapewnia to samoczynne obniżenie mocy w przypadku awarii utraty chłodziwa, tak jak w reaktorach PWR i BWR. ACR ma też szereg pasywnych cech bezpieczeństwa oraz dwa niezależne układy szybkiego wyłączania reaktora. Elektrownię składa się z modułów prefabrykowanych, co redukuje czas budowy do 3,5 roku. Reaktory ACR można budować pojedynczo, ale optymalnie pracują w układzie dwóch bloków w elektrowni. Projektowy okres życia to 60 lat, ale w połowie tego okresu trzeba je zatrzymać dla dokonania wymiany rur ciśnieniowych w zbiorniku reaktora. Pierwszy blok z reaktorem ACR 1000 ma być uruchomiony w Kanadzie w 2016 roku.

Zalety eksploatacyjne EJ III generacji

Wysoki współczynnik wykorzystania mocy

zainstalowanej Głównym powodem renesansu energetyki jądrowej jest jej konkurencyjność ekonomiczna I ekologiczna. Opiera się ona na wysokim współczynniku wykorzystania mocy zainstalowanej przekraczającym 90%, zerowej emisji CO2 i na bardzo niskich i stabilnych kosztach paliwa.

Rys. 2. Wzrost średniego współczynnika wykorzystania mocy dla wszystkich 104 elektrowni jądrowych w USA

Jak widać na Rys. 2, średni współczynnik wykorzystania mocy dla wszystkich 104 elektrowni jądrowych w USA wzrósł z około 60% w 1986 r. do 91% w 2007 r. i pozostaje na tym poziomie. Odpowiada to wzrostowi energii produkowanej z tych samych reaktorów o 50% - z odpowiednim zmniejszeniem jej kosztu.

Wypalenie paliwa

Energetyka jądrowa prowadzi konsekwentnie intensywne prace dla zwiększenia głębokości wypalenia paliwa. W pracujących obecnie reaktorach II generacji wypalenie przekroczyło już 45 MWd/kg. Dozór jądrowy w USA zezwolił na maksymalne wypalenie 62 MWd/kg [3], co odpowiada średniemu wypaleniu około 50-52 MWd/kg. Oznacza to zmniejszenie ilości paliwa usuwanego rocznie z rdzenia i obniżenie jego kosztu. Przy wypaleniu 45 MWd/kg do uzyskania z reaktora energii 8 TWh przy sprawności cieplnej 0,33 (w reaktorach II generacji) potrzeba 22.5 tony paliwa, natomiast w reaktorach takich jak EPR o sprawności cieplnej 0,37 i wypaleniu średnim 50 MWd/kg będzie go potrzeba tylko 18 ton. Możliwe jest stosowanie w rdzeniu paliwa z mieszaniny tlenków uranu i plutonu (MOX)

Dzięki temu maleje ilość odpadów radioaktywnych powstających w całym cyklu paliwowym.

Możliwości regulacji mocy w funkcji obciążenia

EPR jest zaprojektowany tak, aby zapewnić duży poziom manewrowości. Posiada zdolność do ciągłej pracy na poziomie od 20 do 100% swojej nominalnej mocy w trybie całkowicie automatycznym, gdy pracują pierwotne i wtórne urządzenia do kontroli częstotliwości wyjściowych.

Raktor EPR może pracować na 25% mocy znamionowej i powiększać swą moc z szybkością 2,5% mocy nominalnej na minutę do poziomu 60%, a następnie 5% mocy nominalnej na minutę aż do pełnej mocy. Oznacza to, że blok może zwiększyć swą moc z 25% do 100% w czasie poniżej 30 minut, chociaż odbywa się to kosztem pewnego zużycia elementów elektrowni.

EPR jest dobrze przystosowany do okresowych lub niezapowiedzianych zmian zapotrzebowania sieci na moc, do zarządzania perturbacjami w sieci elektroenergetycznej oraz do łagodzenia awarii sieciowych.

Standaryzacja elementów i skrócenie czasu budowy W reaktorach III generacji stosuje się standaryzację elementów, co pozwala obniżyć koszty budowy i skrócić jej czas. Na przykład w reaktorze AP 1000 stanowiącym najdalej idący przykład standaryzacji i stosowania biernych układów bezpieczeństwa udało się obniżyć ilości elementów spełniających wymagania klas bezpieczeństwa jądrowego jak podano powyżej.

Duża część elementów jest prefabrykowana, co umożliwia skrócenie czasu budowy. Dla reaktora AP 1000 planowany czas budowy od początku wylewania płyty fundamentowej do zakończenia rozruchu reaktora wynosi 48 miesięcy.

Zbudowano już w Japonii reaktory ABWR należące także do III generacji i czas ich budowy wyniósł rzeczywiście 48 miesięcy [2].

Możliwości likwidacji elektrowni po zakończeniu jej okresu pracy.

Reaktory starszych typów, w szczególności reaktory typu Magnox i AGR (grafitowo-gazowe) w Wielkiej Brytanii, nie były przystosowane do demontażu i likwidacji. Koszty tych operacji są bardzo duże. Natomiast reaktory PWR i BWR dają się łatwo demontować i likwidować i energetyka jądrowa nagromadziła już sporo doświadczeń z tych operacji [4]. Koszt likwidacji elektrowni wg danych OECD z 2003 roku wycenionych w USD’2001 wynosi dla reaktorów PWR od 200 do 500 USD/kWe, dla reaktorów WWER około 330 USD/kWe, dla BWR 300-550 USD/kW, dla CANDU $270-430 USD/kWe, natomiast dla reaktorów typu Magnox 2600 USD/kWe. Elektrownie jądrowe z reaktorami III

generacji są od początku projektowane z myślą o ich przyszłej likwidacji. W ciągu 60 lat pracy elektrownia produkuje 480 TWh, a opłaty na likwidację wynoszą 1 USD/MWh i umieszczane są na oprocentowanym rachunku bankowym kontrolowanym przez zespół powierniczy, a nie przez operatora elektrowni [4]. Bez oprocentowania daje to fundusz w wysokości 480 mln USD. Przy oprocentowaniu 2% nad poziomem inflacji, za każdy 1000 USD po 60 latach otrzymujemy 3280 USD. Tak więc po zakończeniu pracy elektrowni jądrowej otrzymamy sumę znacznie większą niż będzie potrzebna na jej likwidację.

Korzyści ekonomiczne w cyklu paliwowym

Koszty paliwa dla elektrowni jądrowych są małe. Oceńmy. ile kosztuje paliwo uranowe dla EJ o mocy 1000 MWe (produkcja 8 TWh).

Na koszt 1 kg paliwa reaktorowego z uranu wzbogaconego w postaci UO2 składają się następujące pozycje:

 Uran naturalny (cena maj 2009) w ilości 8,9 kg U3O8 x po 92 USD/kg = 819 USD

 Konwersja U3O8 na UF6 (cena niezmieniona od 2007 r.) 7,5 kg U x 12 USD/kg = 90 USD

 Wzbogacanie uranu w postaci UF6, przy pracy rozdzielczej równej 7,3 SWU i cenie 135 USD/SWU (cena niezmieniona od 2007 r.)= 985 USD

 Produkcja paliwa (cena niezmieniona od 2007 r.)= 240 USD/kg

 Suma =2134 USD/kg paliwa reaktorowego [5]

Jak widzieliśmy powyżej, przy sprawności cieplnej 37% i wypaleniu 45 MWd/kg potrzeba 22,5 tony paliwa rocznie, co oznacza koszt paliwa równy 6 USD’2008/MWh, czyli 4,4 euro/MWh. W rzeczywistości w obecnych elektrowniach jądrowych osiąga się większe wypalenie, a nowe elektrownie III generacji projektowane są na wypalenie 60 000 MWd/t i koszty paliwowe są jeszcze niższe. Przyjmiemy jednak 45 000 MWd/t jako wielkość nie ulegającą dyskusji.

Koszty unieszkodliwiania odpadów zależą od tego, czy wypalone paliwo będzie umieszczane bezpośrednio pod ziemią, czy też będziemy stosować przerób paliwa wypalonego, odzysk materiałów rozszczepialnych i ponowne użycie ich w postaci paliwa z mieszaniny tlenków plutonu i uranu (MOX). W przypadku bezpośredniego składowania opłaty wnoszone przez operatora elektrowni wynoszą 1 USD/MWh. W przypadku przerobu koszty są nieco wyższe, ale przerób paliwa wypalonego jest wariantem preferowanym ze względu na szereg zalet, przede wszystkim:

 Radykalną zmianę wymagań wobec składowania odpadów promieniotwórczych, które przy przerobie obejmują mały procent (około 4%) pierwotnej masy paliwa i wymagają czasu składowania liczonego w setkach, a nie w dziesiątkach tysięcy lat.

 Odzysk materiałów rozszczepialnych – uranu i plutonu- który zabezpieczy potrzeby paliwowe energetyki jądrowej przez tysiące lat i zapewni stabilizację cen paliwa.

Koszty przerobu paliwa wypalonego oceniono w studium BCG [3] na 520 USD’2006/kg U przy przyjęciu jako podstawy do oceny wartości odzyskanego paliwa ówczesnego kosztu uranu naturalnego, wynoszącego 66 USD’2006/kg. Od tej pory koszt ten podwoił się, co oznacza większe zyski z odzyskanego uranu i plutonu i odpowiednio mniejszy koszt przerobu. Pomijając ten zysk można przyjąć bezpiecznie, że koszty przerobu paliwa dla reaktora o mocy 1000 MWe produkującego 8 TWh rocznie wyniosą 11,7 mln USD, a więc 1,46 USD/MWh.

Razem koszty paliwa, składki na likwidację EJ i przerobu paliwa wypalonego dla reaktora np. EPR jako przedstawiciela III generacji wyniosą 8,5-9 USD/MWh. W sumie można bezpiecznie przyjąć, że koszty paliwa wraz z unieszkodliwianiem odpadów i likwidacją elektrowni jądrowej wynoszą po przeliczeniu na euro 7 €/MWh. Wielkość ta podawana jest jako pesymizacja przez World Nuclear Association [5], a także w lutym 2009 była podana przez OECD [6] w ramach założeń do obliczeń porównawczych publikowanych co 2 lata dla elektrowni różnego typu. Rocznie trzeba więc wydać dla EJ o mocy 1000 MWe,

7 €/MWh x 8 TWh = 56 mln €/rok Porównajmy to z kosztem spalania węgla w elektrowni węglowej. Średni koszt węgla w 2008 r. wyniósł 223 zł/t, a w lutym 2009 roku 72 USD/tonę co odpowiadało 230 zł/t. (Wg ocen NYMEXu z maja 2009, cena węgla oczekiwana na rynku futures wynosi 76 USD/t ).

Pomijając koszt transportu przyjmiemy cenę węgla 55 euro/t. Dla EW na parametry nadkrytyczne o sprawności 43% spalającej 3 mln ton na 8 TWh da to koszt paliwa 165 mln euro/rok.

Ponadto opłaty za emisję przy stawce 39 euro/tonę CO2 wyniosą przy produkcji 8 TWh około 248 mln euro/rok. Razem koszt węgla i emisji CO2 wyniesie 413 mln euro/rok. Różnica kosztów paliwowych to 359 mln euro/rok na korzyść EJ

Wysokie nakłady inwestycyjne dla energetyki jądrowej Nakłady inwestycyjne na EJ są wyższe niż na elektrownie węglowe. Dla EJ Flamanville wynoszą one 2450 euro2008/kW. Trzeba dodać, że EJ Flamanville 3 budowana jest bez opóźnień i zgodnie z planowanym budżetem. W pierwszej elektrowni z rektorem EPR budowanej w Finlandii w Olkiluoto 3 wystąpiły znaczne opóźnienia i koszty inwestycyjne wzrosły. Obecnie ocenia się je na 3000 euro/kW, a mogą okazać się wyższe. Finowie są jednak pewni, że jest to efekt uruchamiania produkcji dla EJ po bardzo długiej przerwie i w następnych EJ takie opóźnienia i podwyżki kosztów nie wystąpią. Świadczy o tym złożenie trzech wniosków przez trzy różne firmy o zezwolenie na budowę szóstej, siódmej i ósmej EJ w Finlandii.

W USA w ciągu ubiegłego półtora roku zawarto szereg kontraktów i złożono wnioski o zezwolenie na budowę ponad 30 bloków jądrowych dużej mocy. Wielkość bezpośrednich kosztów inwestycyjnych (prace inżynieryjne, dostawy i budowa elektrowni) wahała się w granicach od 2800 do 3200 euro/kW. W danych założeniowych przyjętych do studium ekonomicznego OECD 2009 przyjęto jednostkowe nakłady inwestycyjne dla EJ w Europie 2450 a w USA 2750 euro’2008/kW [6].

Podobną wartość średnią dla USA równą 3900 USD’2008/kW (2800 euro’2008/kW) podaje raport przygotowany przez Wydział Badań Kongresu USA w końcu 2008 roku [7] Dla 2. i dalszych EJ w Polsce można uwzględnić pozytywny wpływ krzywej uczenia się przemysłu jądrowego i przyjąć nakłady inwestycyjne niższe niż obecnie, ale przyjmiemy pesymistycznie że będą one równe średnim kosztom w USA, czyli 2800 euro/kW. Nakłady te są wyższe niż dla Flamanville 3, bo koszty inwestycyjne w USA są wyższe niż koszty w Europie, nie tylko dla energetyki jądrowej, ale i dla elektrowni węglowych [6]. Dlatego przyjęcie nakładów wg średniej z USA oznacza pesymizację.

Jest to dużo – ale by zorientować się w tym co się opłaca w energetyce, porównajmy te nakłady z nakładami na elektrownie węglowe – a potem z nakładami na elektrownie wiatrowe.

Porównanie nakładów inwestycyjnych dla EJ z nakładami na elektrownie węglowe

Dla elektrowni węglowej (EW) w Polsce ceny w 2008 wynosiły od 1800 €/kWe do 2000 €/kWe. Przyjmiemy koszt 1875 €/kWe jak dla projektowanej elektrowni węglowej w dawnej kopalni Czeczot [8] .

Różnica nakładów inwestycyjnych wynosi więc dla drugiej i dalszych EJ w Polsce 925 €’2008/kWe. Jest to równowartość różnicy kosztów paliwowych i opłat za emisję CO2, jakie trzeba byłoby ponieść w razie spalania importowanego węgla zamiast paliwa jądrowego w ciągu około 3 lat.

Do kosztów bezpośrednich (overnight) obejmujących prace inżynieryjne, dostawy i budowę EJ trzeba jeszcze doliczyć koszty inwestora – np na zakup działki i budowę linii przesyłowych – oraz koszty kapitału do chwili zakończenia budowy, zależne od czasu budowy i warunków finansowania. Ale koszty te wystąpią także przy budowie elektrowni węglowej – lub wiatrowej. W każdym razie porównanie z węglem wskazuje, że dzięki małym kosztom paliwa jądrowego mimo wysokich nakładów inwestycyjnych energetyka jądrowa może być opłacalna.

Aby przekonać się, czy jest opłacalna naprawdę, trzeba wykonać pełne studium ekonomiczne. Póki nie będzie ono opracowane i opublikowane dla warunków polskich, możemy korzystać z wyników studiów wykonywanych przez obiektywne ośrodki uniwersyteckie i rządowe, opublikowanych w innych krajach.

Porównanie kosztu wytwarzania energii elektrycznej z różnych źródeł opracowane w MIT

Koszty energii jądrowej zależą silnie od oprocentowania kapitału. Potwierdzają to wyniki najnowszego pełnego studium ekonomicznego wykonanego przez cieszący się najwyższym uznaniem amerykański ośrodek uniwersytecki Massachussettes

Institute of Technology (MIT) [9]. W studium tym przyjęto jako założenia, że czas pracy wszystkich elektrowni – jądrowej EJ, węglowej EW i gazowej EG – jest jednakowy, 40 lat, podobnie przyjęto jednakowy współczynnik wykorzystania mocy zainstalowanej równy 0,85. Są to założenia niekorzystne dla EJ, bo już obecnie połowa elektrowni jądrowych w USA ma zezwolenie na pracę przez 60 lat, a EJ z reaktorami III generacji projektuje się z założenia na 60 lat przy współczynniku obciążenia 90%. Sprawność cieplną przyjęto dla EJ równą 0,33 (chociaż reaktor EPR ma sprawność 0,37), dla EW 0,385, a dla EG

0,50. Czas budowy przyjęto dla EJ równy 5 lat, dla EW 4 lata i dla EG 2 lata.

Bezpośrednie nakłady inwestycyjne dla EJ przyjęto 4 mld USD’2007/1000 MWe, i da wszystkich elektrowni jednakowo udział kapitału z pożyczki bankowej 60% i z kapitału własnego 40%, z oprocentowaniem pożyczek 8% i oprocentowaniem kapitału własnego 12%.

Koszt uranu naturalnego przyjęto równy 80 USD/kg U (wszystkie ceny w USD z 2007 roku), koszt wzbogacania 160 USD/SWU2, koszt konwersji z U3O8 na UF6 równy 6 USD/kg U oraz koszt produkcji paliwa z uranu wzbogaconego 250 USD/kg U. Autorzy studium MIT znaleźli optymalny próg odcięcia przy wzbogacaniu równy 0,24%, co dla początkowego wsadu uranowego 9,08 kgU odpowiada pracy rozdzielczej 6,99 SWU. Głębokość wypalenia paliwa reaktorowego przyjęto 50 MWd/kgU. Wzrost kosztu paliwa uranowego z czasem przyjęto w wysokości 0,5% na rok, co daje średnią cenę w ciągu 40 lat równą 0,76 USD/GJ, lub 2,74 USD/MWh.

Okazało się, że koszt energii elektrycznej z elektrowni jądrowej wyniesie 66 USD’2007/MWh, czyli 47 euro’2007/MWh. Natomiast gdy w studium MIT założono udział kapitału własnego równy 50% a stopę zwrotu z kapitału 15%, to koszt wytwarzania energii elektrycznej wzrósł do 84 USD’2007/MWh czyli 63 euro’2007/MWh. W tym kontekście warto podkreślić, że wg cytowanego powyżej Raportu Kongresu USA oprocentowanie pożyczek bankowych zależy od wiarygodności inwestora i waha się od 5% dla inwestorów państwowych do 7% dla tradycyjnych firm energetycznych i 10% dla niezależnych wytwórców energii, nie mających wydzielonych obszarów działania i ustalających ceny niezależnie od komisji stanowych w oparciu o potrzeby rynku. W razie udzielenia przez państwo gwarancji, oprocentowanie pożyczki może być bardzo małe, rzędu 5%.

Dla porównań z węglem i gazem w studium MIT przyjęto koszt węgla niższy niż obecnie obserwowany na rynku, mianowicie 65 USD/t, a eskalację 0,5% rocznie, stąd średnia cenę węgla przez 40 lat wynosi 2,94 USD/GJ lub 73,4 USD/t. Dla gazu przyjęto to samo tempo eskalacji otrzymując średnią cenę gazu przez 40 lat 7,9 USD/GJ. Opłaty za emisję dwutlenku węgla przyjmowano w różnej wysokości. W przypadku opłat emisyjnych 40 USD/t CO2 otrzymano wyniki pokazane na rysunku 3.

Rys. 3 Koszty wytwarzania energii elektrycznej wg MIT z 2009 r. (nakłady

inwestycyjne podano bez

oprocentowania kapitału (overnight), oprac. własne dla opłat za emisję 40 USD/t CO2,)

Jak widać, ełektrownie jądrowe są zdecydowanie konkurencyjne wobec węgla i gazu.

Porównanie nakładów inwestycyjnych na energetykę jądrową i wiatrową

Energetyka jądrowa jest też wyraźnie tańsza od energii odnawialnej. W szczególności koszty wiatraków są duże ze względu na wysokie nakłady inwestycyjne i niski współczynnik wykorzystania mocy zainstalowanej. Dla przykładu, w najnowszym opracowaniu przemysłu

2 _{SWU – jednostka pracy rozdzielczej, dla uzyskania 1 kg uranu}

brytyjskiego CBI z czerwca 2009 przyjęto, że nakłady inwestycyjne bezpośrednie na elektrownię jądrową 1000 MWe wyniosą 2,85 mld euro’2007 z dodatkowym kosztem 570 mln euro’2007 na likwidację elektrowni [10], podczas gdy farma wiatrowa na morzu pracująca ze współczynnikiem wykorzystania mocy 0,34 i wytwarzająca rocznie taką samą ilość energii kosztowałaby 7,4 mld euro. Ponadto, ze względu na konieczność dostarczania mocy do sieci, gdy siła wiatru jest mała, dla rezerwowania wiatraków potrzeba dobudować linie przesyłowe za 1,4 mld euro i rezerwowe elektrownie opalane gazem za dalsze setki milionów euro [10].

W Polsce ceny elektrowni wiatrowych są jeszcze wyższe niż w Wielkiej Brytanii, bo warunki wiatrowe są gorsze. Koszt elektrowni wiatrowej na Bałtyku wynosi 3 mld euro/1000 MWe [11], a więc do wyprodukowania energii takiej jak z elektrowni jądrowej o mocy 1000 MWe potrzeba byłoby nakładów inwestycyjnych około 9 mld euro.

W sumie są to więc nakłady dużo większe, niż nakłady na elektrownie jądrowe. Co więcej, wiatraki pracują przez 20 lat, a nie przez 60, jak elektrownie jądrowe III generacji. W ciągu 60 lat trzeba je zbudować trzykrotnie – co oznacza odpowiednio większe nakłady inwestycyjne. Odpowiednio do tak wysokich nakładów inwestycyjnych kształtują się koszty elektryczności uzyskiwanej z wiatraków. W Polsce wynoszą one obecnie sumę kosztu energii elektrycznej z elektrowni systemowej – około 168 zł/MWh - i kosztu zielonego certyfikatu wynoszącego ponad 240 zł/MWh, razem około 406 zł/MWh. Wprowadzanie odnawialnych źródeł energii (OZE) jako głównego źródła energii elektrycznej oznacza więc duży wzrost kosztu energii, natomiast elektrownie jądrowe III generacji, dostarczające „czysty” prąd taniej niż węglowe, stanowią szansę powstrzymania podwyżek cen energii elektrycznej w kraju. Warunek sukcesu: Terminowe uruchomienie elektrowni jądrowej

Aby utrzymać nakłady inwestycyjne na przewidzianym poziomie trzeba uruchomić elektrownię jądrową bez opóźnień, w przeciwnym razie narastające odsetki od zamrożonego w budowę kapitału mogą znacznie zwiększyć koszty i przekreślić wszelkie rachuby ekonomiczne. Wiele elektrowni jądrowych uruchamiano zgodnie z planem, np. we Francji, Japonii, Korei i wielu innych krajach. Ale zdarzają się i opóźnienia, podawane przez przeciwników jako dowód, że energetyka jądrowa jest nieopłacalna. Jakie są ich powody?

Opóźnienia mogą wynikać z powodów technicznych, takich jak niedostateczne przygotowanie procesu inwestycyjnego, brak pełnej dokumentacji w chwili rozpoczęcia budowy, złe przygotowanie wykonawców lub prototypowy charakter budowy. Przykładem tych braków jest budowa elektrowni jądrowej Olkiluoto 3.

Reaktor EPR ma moc większą od poprzednio budowanych i wymaga rozwiązania nowych problemów technologicznych, a firmy pracujące dla budowy elektrowni nie mają doświadczenia, bo od wielu lat nie budowano nowych elektrowni jądrowych w Unii Europejskiej. Dlatego wystąpiły błędy, wykryte przez inwestora i zgłoszone do dozoru jądrowego. I tak np. beton płyty fundamentowej wykonano stosując zbyt dużą frakcję wody, wykładzinę obudowy bezpieczeństwa spawano przy użyciu przestarzałych metod, rury obiegu pierwotnego wykonano tak, że rozmiary ziarna były zbyt duże, co mogłoby utrudniać w przyszłości kontrolę ultradźwiękową stanu rurociągów.

Wszystkie te błędy zostały przeanalizowane i dozór jądrowy Finlandii podjął decyzje co do zakresu i rodzaju napraw. Nieprawidłowości wykonawstwa rurociągów obiegu pierwotnego trzeba było poprawić i wykonać rury na nowo, błędy wykładziny częściowo wymagały napraw, a częściowo zostały uznane za nieistotne, wytrzymałość betonu płyty fundamentowej starannie zbadano i dozór uznał, że jest ona wystarczająca. W sumie badania i wstrzymywanie budowy do czasu podjęcia decyzji przez dozór spowodowały znaczne opóźnienia, tak że termin przewidywanego zakończenia budowy przedłużono o półtora roku, a koszty odpowiednio wzrosły.

Dla budowy elektrowni w Polsce płynie stąd wniosek, że należy budować u nas elektrownię mającą już prototyp w innym kraju. Trzeba także dopilnować skompletowania dokumentacji wykonawczej przed rozpoczęciem budowy. Pożądane jest też, by z polskim inwestorem współpracował jako partner inwestor zagraniczny, mający dobre

doświadczenia z budowy własnych elektrowni jądrowych. Inne przyczyny opóźnień to działania przeciwników energetyki jądrowej, organizujących sprzeciwy i

powodujących wieloletnie procesy sądowe. Takie sytuacje zdarzały się w większości elektrowni budowanych w USA w końcu XX wieku. Aby się przed tym uchronić, trzeba przeprowadzić dyskusję społeczną PRZED rozpoczęciem budowy, przeanalizować bezpieczeństwo proponowanego reaktora i określić ściśle wymagania, których inwestor musi dotrzymać. Dyskusje mogą być ostre i długie, a wymagania surowe – ale inwestor musi mieć pewność, że gdy już zbuduje elektrownię zgodnie z tymi wymaganiami, będzie mógł ją uruchomić bez przeszkód i opóźnień.

Jest to możliwe – tak działa prawo w krajach Unii Europejskiej, a i w USA przepisy zmieniono, by uchronić inwestora a w konsekwencji i odbiorców energii elektrycznej przed marnowaniem czasu i pieniądzy na niepotrzebne procesy sądowe i płacenie odsetek od kapitału

zamrożonego w gotowej elektrowni, czekającej na zezwolenie rozpoczęcia pracy. Podobne przepisy prawne będą wprowadzone w Polsce.

Przykład krajów Unii Europejskiej, Japonii i Korei pokazuje, że sprawna budowa elektrowni i ich terminowe uruchamianie jest możliwe.

LITERATURA

[1] U S N R C New-nuclear plant design background, June 2008 Appendix: US Nuclear Regulatory Commission draft policy, May 2008

[2]. W N A : Advanced Nuclear Power Reactors, July 2009, http://www.world-nuclear.org/info/inf08.html

[3] B o s t o n C o n s u l t i n g G r o u p : Economic Assessment of Used Nuclear fuel Management in the United States, 2006

[4] N E A Decommissioning of nuclear power facilities, NEA 5728, 2006

[5] W N A , The Economics of Nuclear Power, January 2009 [6] W E O Power Generating Cost Assumptions 2008, OECD Feb. 2009 Initial Data

[7] K a p l a n S .: Power Plants: Costs and Characteristics, Nov. 13, 2008, Congressional Research Service, USA

[8] W N P: RWE i KW parafowały umowę zawiązania spółki, która wybuduje elektrownię za 1,5 mld euro, wnp.pl 15-04-2009 [9] D e u t c h J.M. et al.: Update of the MIT 2003 Future of Nuclear Power Study, June 2009

[10] C B I : Decision time, July 2009, www.cbi.org.uk [11] http://www.wnp.pl/wiadomosci/84798.html

Autor: doc dr. inż. Andrzej Strupczewski, Instytut Energii Atomowej

POLATOM 05-400 Swierk k. Otwocka, E-mail: